理工酷

2021年07月30日发布

事项：

2021年7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》。《通知》提出，适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求，持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。

国信环保与公用事业观点：1、分时电价机制可以引导用户侧灵活配置资源，配置储能系统，改善电力供需状况，从而降低了发电侧和电网侧新能源消纳的系统成本，支持新能源高质量快速发展；2、“碳中和”确立新能源高增赛道，我们测算2020-2030年风电、光伏发电量CAGR分别为12%、17%，到2025年我国大部分地区用户侧储能可实现平价，储能市场空间或达6500亿，到2030年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达1.2万亿以上；3、技术持续进步，成本稳步下降，大直径和大容量风机提升风力发电效率，光伏电站造价将随电池转换效率提升而持续降低；4、新增项目补贴不新欠带来稳定现金流，ABS、ABN、保理、确权贷款等金融工具盘活存量应收账款，新能源运营商的现金流将迎来改善。我们推荐有资金成本优势、资源储备优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力、中广核新能源，储能龙头企业宁德时代、阳光电源。

评论：

目的：完善电价机制，支持新能源高质量快速发展

完善分时电价机制主要有两个目的：一是完善电价机制，让电价及时、准确反映电力供需关系，优化资源配置；二是通过分时电价机制挖掘用户侧灵活性资源，控制电力系统成本，支持新能源又好又快发展，为“双碳”目标达成提供支撑。新能源发展最大的障碍在于其间歇性特点对电网的安全运行极其不利，所以新能源需要发展发电侧、电网测、用户侧配套储能。分时电价机制可以引导用户侧灵活配置资源、削峰填谷（包括安排错峰生产、配置储能系统），改善电力供需状况，从而降低了发电侧和电网侧新能源消纳的系统成本，支持新能源高质量快速发展。

手段：扩大峰谷电价价差

主要通过扩大峰谷电价价差来引导用户侧削峰填谷。1、合理确定峰谷电价价差：上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。2、建立尖峰电价机制：尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。强化尖峰电价、深谷电价机制与电力需求侧管理政策的衔接协同，充分挖掘需求侧调节能力。3、健全季节性电价机制：进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差；鼓励北方地区研究制定季节性电采暖电价政策，通过适当拉长低谷时段、降低谷段电价等方式，推动进一步降低清洁取暖用电成本，有效保障居民冬季清洁取暖需求。

从全国各省区销售电价情况来看，国网27个省区平均峰谷电价价差比例约为2：1；南网5个省区平均峰谷电价价差比例约为3：1。华东和南方电网最大系统峰谷差率超过40%，平均峰谷电价价差比例需要扩大到4：1，其他省区平均峰谷电价价差比例需要扩大到3：1，几乎所有省区电网都需要调整峰谷电价价差，进而刺激用电侧削峰填谷。

分时电价与市场化电价联动，有利于将需求侧量价传导至发电侧

建立分时电价动态调整机制：各地要根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。完善市场化电力用户执行方式：电力现货市场尚未运行的地方，要完善中长期市场交易规则，指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格，原则上峰谷电价价差不低于目录分时电价的峰谷电价价差。分时电价与电力现货市场、中长期交易市场联动，有利于将需求侧的电价波动传导至发电侧，从而使得发电侧合理配置资源，获取最大收益。

投资建议：分时电价机制支持新能源高质量快速发展，推荐新能源运营和储能龙头企业分时电价机制可以引导用户侧灵活配置资源、削峰填谷（包括安排错峰生产、配置储能系统），改善电力供需状况，从而降低了发电侧和电网侧新能源消纳的系统成本，支持新能源高质量快速发展。因此，新能源运营商和储能行业将充分受益该政策。

“碳中和”确立新能源和储能高增赛道。“双碳”背景下，我们测算2020-2025年，风电、光伏发电量CAGR分别为16%、20%；2020-2030年风电、光伏发电量CAGR分别为12%、17%；2020-2060年风电、光伏发电量CAGR分别为6%、8%，同期GDP年均复合增速预计为3.3%左右，新能源发电行业将成为确定的高增速行业。根据国内32个电力区电价族，以各电力区的储能度电成本及IRR为锚，测算国内未来在用户侧、发电侧的储能市场空间：国内在第一阶段，到2025年我国大部分地区用户侧储能可实现平价，储能市场空间或达6500亿；在第二阶段，到2030年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达1.2万亿以上。

技术持续进步，成本稳步下降。2010-2019年，我国陆上风电平均装机成本由1482美元/kW下降为1222美元/kW，下降18%；LCOE（平准化度电成本）由0.07美元/kWh下降至0.047美元/kWh，下降33%；大直径和大容量风机提升发电效率，主流风机单机容量不断提升，单瓦价格呈下降趋势。2010-2019年，我国光伏发电平均装机成本由3947美元/kW下降为794美元/kW，下降80%；LCOE（平准化度电成本）由0.301美元/kWh下降至0.054美元/kWh，下降82%；光伏电站造价将随电池转换效率提升而持续降低，CPIA在《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》中预测，2020-2030年，PERCP型单晶电池效率将从22.8%提升至24.1%，N型单晶异质结电池效率将从23.8%提升至25.9%；之电池转换效率提升，我国地面光伏系统初始全投资也将从2020年的3.99元/W降至2030年的3.15元/W。

新增项目带来稳定现金流，金融支持政策盘活存量应收账款。可再生能源发电补贴政策坚持以收定支原则，新增项目不新欠，带来稳定现金流；2021年3月，国家发展改革委等五部门联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》提出，各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款，并通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。以龙源电力为例，为了盘活存量资产，公司成功发行一期、二期ABS，分别募集人民币7.13、10.3亿元；通过保理等业务，2020年出表34.4亿元。随着新建平价/竞价机组的投产，ABS、保理、确权贷款等金融工具的利用，新能源运营商的现金流将迎来改善。

我们推荐有资金成本优势、资源储备优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力、中广核新能源，储能龙头企业宁德时代、阳光电源。

风险提示

1、产业政策发生重大变化；2、上网电价低于预期；3、利率上行增加资金成本；4、上游成本下降不及预期。